UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO
CENTRO DE CIÊNCIAS HUMANAS E NATURAIS
DEPARTAMENTO DE OCEANOGRAFIA E ECOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM OCEANOGRAFIA
TAYNÁ ROSA MARTINS
A INTERAÇÃO ÓLEO-SEDIMENTO NO FUNDO OCEÂNICO
APÓS UM DERRAMAMENTO HIPOTÉTICO NA ÁREA DO PRÉSAL DO ESPÍRITO SANTO (CAMPO DE JUBARTE)
VITÓRIA
2011
TAYNÁ ROSA MARTINS
A INTERAÇÃO ÓLEO-SEDIMENTO NO FUNDO OCEÂNICO APÓS UM
DERRAMAMENTO HIPOTÉTICO NA ÁREA DO PRÉ-SAL DO ESPÍRITO
SANTO (CAMPO DE JUBARTE)
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de
Graduação em Oceanografia, do Departamento de
Oceanografia e Ecologia (DOC) da Universidade Federal do
Espírito Santo (UFES), como requisito parcial para obtenção
do título de Bacharel em Oceanografia.
Orientador: Prof. Dr. Renato David Ghisolfi.
VITÓRIA
2011
UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO
CENTRO DE CIÊNCIAS HUMANAS E NATURAIS
DEPARTAMENTO DE OCEANOGRAFIA E ECOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM OCEANOGRAFIA
TAYNÁ ROSA MARTINS
A INTERAÇÃO ÓLEO-SEDIMENTO NO FUNDO OCEÂNICO APÓS UM
DERRAMAMENTO HIPOTÉTICO NA ÁREA DO PRÉ-SAL DO ESPÍRITO
SANTO (CAMPO DE JUBARTE)
COMISSÃO EXAMINADORA
___________________________________________
Prof. Dr. Renato David Ghisolfi
ORIENTADOR – UFES/DOC
___________________________________________
Prof. Dr. Renato Rodrigues Neto
EXAMINADOR INTERNO – UFES/DOC
___________________________________________
Msc. Ângelo Teixeira Lemos
EXAMINADOR EXTERNO – NAUTILUS – Inteligência Costeira e Oceânica
A INTERAÇÃO ÓLEO-SEDIMENTO NO FUNDO OCEÂNICO APÓS UM
DERRAMAMENTO HIPOTÉTICO NA ÁREA DO PRÉ-SAL DO ESPÍRITO SANTO
(CAMPO DE JUBARTE)
por
Tayná Rosa Martins
Submetido como requisito parcial para a obtenção de grau de
Oceanógrafa
na
Universidade Federal do Espírito Santo
Dezembro de 2011
© Tayná Rosa Martins
Por meio deste, a autora confere ao Colegiado do Curso de Oceanografia e ao
Departamento de Oceanografia e Ecologia da UFES permissão para reproduzir e
distribuir cópias parciais ou totais deste documento de trabalho de conclusão de curso
para fins não comerciais.
Assinatura da autora ...................................................................................................
Curso de graduação em Oceanografia
Universidade Federal do Espírito Santo
9 de Dezembro de 2011
Certificado por............................................................................................................
Prof. Dr.Renato David Ghisolfi
Orientador
Certificado por ...........................................................................................................
Prof. Dr. Renato Rodrigues Neto
Examinador Interno - DOC/UFES
Certificado por ...........................................................................................................
Msc. Angelo Teixeira Lemos
Examinador Externo – NAUTILUS – Inteligência Costeira e Oceânica
Aceito por ..................................................................................................................
Ângelo Fraga Bernadino
Prof. Adjunto/Coordenador do Curso de Oceanografia
Universidade Federal do Espírito Santo
CCHN/DOC/UFES
Aos meus pais, Ronaldo e Eida,
minhas motivações.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus, pelas bênçãos concedidas.
Aos meus pais e aos meus irmãos, Ronaldo, Eida, Ronan e Thaís, por sempre acreditar
mais em mim do que eu mesma.
Ao João Pedro, meu namorado, companheiro e co-autor deste trabalho (rs), por estar
ao meu lado a todo momento.
Aos meus amigos, pelos momentos de descontração em meio de tanta preocupação.
Aos amigos que fiz durante o curso, sem vocês não teria tido a menor graça.
Ao meu orientador, Renato Ghisolfi, pela paciência, confiança e aprendizado a mim
repassado.
À minha co-orientadora, Priscila Farias, por ter acrescentado muito neste trabalho.
Ao Prof. Ângelo Bernadino, Prof. Renato Neto e Msc. Ângelo Lemos, pelas
contribuições a este trabalho.
A todos os professores que colaboraram com minha formação.
A Agência Nacional de Petróleo (ANP) pela bolsa de iniciação científica concedida.
Enfim, agradeço a todos que colaboraram de alguma forma ao longo desses 4 anos.
“Pelo contrário, em primeiro lugar
busquem o Reino de Deus e sua justiça,
e Deus dará a vocês, em acréscimo, todas essa coisa.”
Mateus 6: 33.
RESUMO
O intenso desenvolvimento das atividades da indústria petrolífera implica no aumento
da probabilidade de ocorrência de derramamentos acidentais de óleo no mar. Esse tipo
de acidente pode causar sérias consequências ao meio ambiente e por isso atrai
diversas áreas de pesquisa científica. Uma das ferramentas mais eficientes de
minimização dos danos ambientais provocados por derramamentos de óleo é a
modelagem computacional. O estudo do processo de sedimentação do óleo torna-se
importante, pois devido às suas características hidrofóbicas e resistentes podem
permanecer no substrato por meses e até anos. Nesse contexto, o presente estudo
propôs aplicar o modelo OSCAR com o intuito de estudar a evolução temporal e
espacial de um derramamento hipotético de óleo, analisando as possíveis influências
do tipo de sedimento do fundo no intemperismo e acúmulo do óleo sedimentado. O
tempo de derramamento das simulações foi de 30 dias com volume de 66.614 m³ de
óleo. Cenários probabilísticos foram elaborados a fim de subsidiar a escolha das datas
de
início
das
simulações
determinísticas.
Dois
cenários
determinísticos
de
derramamento foram simulados com duração de 20 anos, um para cada conjunto de
dados meteoceanográficos referentes aos meses de Janeiro, Fevereiro e Março do ano
de 1998 (verão) e Junho e Julho de 1998 (inverno). Os resultados das simulações
mostraram que o comportamento físico-químico do óleo asfaltênico no mar está
diretamente ligado às condições meteorológicas e oceanográficas incorporadas ao
modelo OSCAR. Constatou-se que a quantidade do óleo que chega ao fundo marinho é
conseqüência do que não é removido da superfície da água por evaporação e da grade
do modelo por advecção, penetra e se desloca na coluna d’água e, por fim, atinge os
sedimentos. Porém, não pôde ser observada uma relação entre a quantidade e
permanência do óleo com o tipo de sedimento como sugerido pela bibliografia,
impedindo de afirmar que o intemperismo do óleo sedimentado calculado pelo modelo
OSCAR seja sensível à faciologia do fundo ao nível de detalhamento que foi requerido
neste trabalho.
Palavras-chaves: modelagem computacional, modelo OSCAR, dispersão do óleo no
mar, óleo asfaltênico.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Mapa contendo as fácies sedimentares da plataforma continental e do talude
superior adjacente aos estados do Espírito Santo e Rio de Janeiro.. ............................ 17
Figura 2 - Representação esquemática do Sistema Corrente do Brasil e as massas de
água presentes na região......... ...................................................................................... 19
Figura 3 – Classificação dos hidrocarbonetos quanto à sua estrutura.. ......................... 22
Figura 4 – Processos físicos, químicos e biológicos que acontecem durante um
derramamento de óleo no mar. ...................................................................................... 24
Figura 5 - Sequência dos cenários simulados. ............................................................... 30
Figura 6 - Padrão de circulação superficial para o período do verão ............................. 31
Figura 7 - Padrão de circulação a 200 m de profundidade para o período do verão...... 32
Figura 8 - Padrão de circulação atmosférica para o período do verão. .......................... 33
Figura 9 - Padrão de circulação superficial para o período do inverno . ........................ 34
Figura 10 - Padrão de circulação a 200m de profundidade para o período do inverno. . 35
Figura 11 - Padrão de circulação atmosférica para o período do inverno. ..................... 36
Figura 12 – A grade utilizada nas simulações mostrando a batimetria local. ................. 37
Figura 13 - Mapa probabilístico mostrando a área superficial marinha atingida após um
derramamento de 66.614m³ de óleo por 30 dias no período sazonal de verão. ............ 43
Figura 14 – Mapa probabilístico mostrando a área superficial marinha atingida após um
derramamento de 66.614m³ de óleo por 30 dias no período sazonal de inverno. ......... 44
Figura 15 – Mapa de deslocamento do óleo na coluna d’água para o cenário de verão
...................................................................................................................................... .46
Figura 16 – Mapa dos locais de deposição do óleo no sedimento para o cenário de
verão. ............................................................................................................................. 47
Figura 17 – Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 1
na plataforma continental do Rio de Janeiro no período sazonal de verão. ................... 48
Figura 18 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 2 na
plataforma continental do Rio de Janeiro no período sazonal de verão. ........................ 48
Figura 19 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 3 na
plataforma continental do Rio de Janeiro no período sazonal de verão. ........................ 49
Figura 20 – Quantidade (em toneladas) de óleo depositado no sedimento durante 20
anos para o cenário de verão. ........................................................................................ 50
Figura 21 – Quantidade (em toneladas) dos componentes do óleo depositados no
sedimento durante 20 anos para o cenário de verão. .................................................... 51
Figura 22 – Mapa de deslocamento do óleo na coluna d’água para o cenário de inverno
....................................................................................................................................... 53
Figura 23 – Mapa dos locais de deposição do óleo no sedimento para o cenário de
inverno. .......................................................................................................................... 54
Figura 24 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 1 na
plataforma continental do Rio de Janeiro no período sazonal de inverno. ..................... 55
Figura 25 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 2 na
plataforma continental do Rio de Janeiro no período sazonal de inverno. ..................... 55
Figura 26 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 3 na
plataforma continental do Rio de Janeiro no período sazonal de inverno. ..................... 56
Figura 27 - Quantidade (em toneladas) de óleo depositado no sedimento durante 20
anos para o cenário de inverno. ..................................................................................... 56
Figura 28 - Quantidade (em toneladas) dos componentes do óleo depositados no
sedimento durante 20 anos para o cenário de inverno. ................................................. 57
Figura 29 – Óleo proveniente do afundamento da plataforma Deepwater Horizon
recobrindo parte deste coral no Golfo do México ........................................................... 63
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Perfil vertical da temperatura durante o verão (em laranja) e o inverno (em
azul) para uma região próxima à área de estudo. .......................................................... 38
Tabela 2 - Perfil vertical da salinidade durante o verão (em laranja) e o inverno (em azul)
para uma região próxima à área de estudo. ................................................................... 38
Tabela 3 - Parâmetros do derramamento para os cenários simulados. ......................... 40
Tabela 4 - Parâmetros do modelo para os cenários simulados. ..................................... 40
Tabela 5 - Parâmetros da grade utilizada das simulações. ............................................ 41
Tabela 6 – Balanço de massa do óleo para o cenário de verão ..................................... 45
Tabela 7 – Balanço de massa do óleo para o cenário de inverno .................................. 52
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................................................ 12
2
OBJETIVOS............................................................................................................................................... 15
2.1
2.2
OBJETIVO GERAL ................................................................................................................................. 15
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................................................. 15
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ..................................................................................................................... 16
3.1 ÁREA DE ESTUDO ........................................................................................................................................ 16
3.1.1 Localização e Aspectos Geológicos .................................................................................................... 16
3.1.2 Clima, regime de ventos e aspectos oceanográficos ....................................................................... 18
3.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DO PETRÓLEO ..................................................................... 21
3.2.1 Propriedades Físicas e Composição do óleo .................................................................................... 21
3.2.2 Processos Intempéricos ........................................................................................................................ 23
4 METODOLOGIA.............................................................................................................................................. 29
4.1 MATERIAIS...................................................................................................................................................... 29
4.2 CENÁRIOS SIMULADOS .............................................................................................................................. 29
4.3 MÉTODOS ....................................................................................................................................................... 30
4.3.1 Implementação do modelo.................................................................................................................... 30
4.3.2 Cenários probabilísticos ........................................................................................................................ 41
4.3.3 Cenários determinísticos ....................................................................................................................... 41
5 RESULTADOS ................................................................................................................................................. 43
5.1 CENÁRIOS PROBABILÍSTICOS ................................................................................................................. 43
5.2 CENÁRIOS DETERMINÍSTICOS ................................................................................................................ 44
5.2.1 Verão ........................................................................................................................................................ 45
5.2.2 Inverno ..................................................................................................................................................... 51
6 DISCUSSÃO .................................................................................................................................................... 58
7 CONCLUSÃO .................................................................................................................................................. 64
8 REFERÊNCIAS ............................................................................................................................................... 65
ANEXOS ............................................................................................................................................................. 72
ANEXO I ................................................................................................................................................................. 73
ANEXO II ................................................................................................................................................................ 74
ANEXO III ............................................................................................................................................................... 75
ANEXO IV .............................................................................................................................................................. 76
12
1 INTRODUÇÃO
A sociedade atual é extremamente dependente da utilização de petróleo, pois, além de
ser a principal fonte de energia mundial, seus derivados são amplamente utilizados na
produção de inúmeros bens de consumo. O consumo de energia no mundo aumentou
cerca de 70% nas últimas três décadas e tanto a demanda quanto o preço atribuído ao
produto continua crescendo. A Agência Internacional de Energia (IEA) em Paris estima
que, até 2030, o consumo aumente cerca de 50% (WORLD OCEAN REVIEW, 2010).
Apesar dos sérios impactos causados ao ambiente marinho, sua alta viabilidade
econômica faz com que o petróleo continue sendo explorado (BÍCEGO et al., 2008).
Durante décadas, as plataformas de exploração foram instaladas próximas à costa
devido aos elevados custos da perfuração de poços em alto-mar. Entretanto, o
esgotamento dessas jazidas e as descobertas de reservas em campos de águas
profundas, como os recentes campos de pré-sal descobertos no Brasil, desencadearam
uma corrida global para exploração em maiores profundidades. Porém, o avanço
tecnológico que viabiliza a perfuração não é o mesmo observado nos métodos de
prevenção e contenção de derrames de óleo no mar (JOEL & BOURNE, 2010).
Em Abril de 2010, o afundamento da plataforma Deepwater Horizon no Golfo do México
(EUA) introduziu no oceano cerca de 4,9 milhões de barris (aproximadamente 780.000
m³) de óleo que vazaram continuamente por quase três meses, tornando-se o maior
derramamento acidental de petróleo no mar em toda a história, contaminando áreas de
grande potencial pesqueiro e grande parte da fauna da região afetada (JOEL &
BOURNE, 2010).
O intenso desenvolvimento das atividades da indústria petrolífera, que incluem as
operações de exploração, produção e transporte de óleo, implica no aumento da
probabilidade de ocorrência de derramamentos acidentais de óleo no mar. Esse tipo de
acidente pode causar sérias consequências ao meio ambiente, e por isso gera grande
sensibilização pública e atrai diversas áreas de pesquisa científica como oceanografia,
13
física e engenharias, que buscam alternativas para prevenir e minimizar os impactos
provenientes dessa atividade (PALADINO, 2000).
Uma das ferramentas mais eficientes de minimização dos danos ambientais provocados
por derramamentos de óleo é a modelagem computacional, sendo fundamental na
elaboração de estudos e na gestão ambiental das atividades de exploração e produção
(E&P) de petróleo no mar (BETHLEM et al., 2002). Ao fornecer uma estimativa
consideravelmente precisa e segura do comportamento, trajetória e destino da mancha
de óleo, a modelagem permite identificar a área de abrangência de um potencial
acidente e avaliar os possíveis impactos de atividades petrolíferas. Assim, auxilia no
planejamento da estratégia de resposta, podendo diminuir custos e tempo na
implantação da mesma, pois aumenta a eficiência dos planos de contenção e possibilita
a proteção prévia de áreas sensíveis ou de interesse particular (SOUZA, 2003).
O estado do Espírito Santo deve ser foco de estudos que forneçam subsídio técnico
para elaboração de planos de emergência de derramamentos acidentais de óleo no
mar, pois, segundo o site do estado, é destaque na produção de petróleo e gás natural
no Brasil. Atualmente, é o segundo maior produtor de petróleo do país com campos
petrolíferos localizados tanto em terra quanto em mar, em águas rasas, profundas e
ultra-profundas, contendo óleo leve, pesado e gás não associado.
Ainda segundo o site, dentre os destaques da produção está o campo de Golfinho,
localizado no Norte do Espírito Santo e os campos de Jubarte, Cachalote, Baleia
Franca, Baleia Azul, Baleia Anã, Caxaréu, Mangangá e Pirambu, no sul do Estado,
compondo o Parque das Baleias onde se encontra o petróleo do Pré-Sal do Espírito
Santo, que somam uma reserva estimada de 1,5 bilhão de barris.
Dentre os processos intempéricos que o óleo derramado sofre no mar, o estudo do
processo de sedimentação torna-se importante, pois, devido às suas características
hidrofóbicas e resistentes, os compostos orgânicos são adsorvidos pelo material
particulado em suspensão, depositados e acumulados no fundo. Então, podem
14
permanecer inertes no substrato por meses e até anos, impactando e modificando a
curto e longo prazo a comunidade bentônica (BLUMER, 1970 apud MASSOUD et al.,
1996), como os recifes de corais que são ecossistemas altamente produtivos presentes
em áreas tropicais e sub-tropicais ao redor do mundo (IPIECA, 1992). Apesar disso,
existe pouca informação sobre a persistência e efeito em longo prazo de poluentes de
hidrocarbonetos no sedimento marinho (BLUMER & SASS, 1972).
Nesse contexto, foi observada a necessidade de investigar o comportamento dispersivo
e intempérico do óleo quando este atinge o fundo marinho e seu comportamento em
diferentes composições sedimentares. O presente estudo propõe aplicar o modelo Oil
Spill Contingency and Response (OSCAR), desenvolvido pela Fundação de Pesquisa
Científica e Industrial do Instituto de Tecnologia da Noruega (SINTEF), com o intuito de
avaliar a evolução temporal e espacial de um derramamento hipotético de óleo,
analisando as possíveis influências do tipo de sedimento do fundo no intemperismo e
acúmulo do óleo sedimentado.
Os resultados encontrados poderão embasar estudos posteriores de avaliação dos
efeitos potenciais do óleo na biota bentônica e ainda ajudar a compreender a dinâmica
dispersiva de óleo para um derramamento na área do Pré-Sal do Espírito Santo,
subsidiando estudos de impacto ambiental em desenvolvimento nessa região.
Com este estudo procurou-se testar as seguintes hipóteses:
1. A dinâmica dispersiva do óleo calculada pelo modelo OSCAR é dependente do
conjunto de dados meteorológicos e oceanográficos incorporado ao modelo.
2. Os componentes do óleo com alto peso molecular chegam em maiores
quantidades e permanecem por mais tempo no sedimento do fundo oceânico;
3. O intemperismo do óleo calculado pelo modelo OSCAR é sensível à faciologia do
leito.
15
2
OBJETIVOS
2.1
OBJETIVO GERAL
Verificar a interação óleo-sedimento no fundo oceânico após um derramamento
hipotético de óleo na área do Pré-Sal do Espírito Santo (Campo de Jubarte) utilizando
modelagem computacional.
2.2
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Comparar a dinâmica dispersiva do óleo calculada pelo modelo OSCAR
considerando conjuntos de dados meteoceanográficos de distintos períodos
sazonais (Verão e Inverno).
 Estudar o comportamento físico-químico de um óleo asfaltênico, verificando a
quantidade total do óleo e de seus componentes químicos que chegam ao fundo, o
tempo de permanência no sedimento e os locais de deposição;
 Verificar se o intemperismo do óleo sedimentado calculado pelo modelo OSCAR é
sensível ao tipo de sedimento do fundo oceânico.
16
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
3.1 ÁREA DE ESTUDO
3.1.1 Localização e Aspectos Geológicos
A localização geográfica do ponto do derramamento simulado é equivalente às
coordenadas da unidade FPSO P-34 (21º 15’ 33,2” S e 40º 01’ 2,2” W), inserida no
Campo de Jubarte (ES), a primeira a produzir o óleo do pré-sal brasileiro. Esse campo
encontra-se localizado na porção norte da Bacia de Campos, litoral sul do Estado do
Espírito Santo, a 77 km do Pontal de Ubu (município de Anchieta). Nessa região a
profundidade da coluna d’água varia entre 1240 e 1350 metros (PETROBRAS, 2004).
A Bacia de Campos está localizada na margem sudoeste do Oceano Atlântico Sul e
ocupa a porção da margem continental brasileira entre 20,5ºS (Vitória - ES) e 24ºS
(Cabo Frio - RJ). A largura média da plataforma continental é de 100 km e a
profundidade da quebra de plataforma varia de 80 m ao norte a 130 m ao sul. O sopé
continental ultrapassa 40 km de extensão com gradiente médio de 2,5º. Estão
presentes nessa área algumas feições geomorfológicas, como os cânions submarinos
Almirante Câmara, Itapemirim e São Tomé e o Platô de São Paulo (VIANA et al., 1998).
Viana e colaboradores (1998) destacam a contribuição de sedimentos terrígenos,
produto do aporte fluvial do Paraíba do Sul, na plataforma continental da Bacia de
Campos. Albino (1999) descrevem-nos aparecendo nas adjacências da foz dos rios
São Mateus, Doce e Itaúnas na plataforma continental do estado do Espírito Santo e
observa ainda a presença de incontáveis construções biogênicas, com predominância
de algas calcárias e corais. Kowsman e Costa (1979) descrevem que, quanto à
composição mineralógica, a plataforma continental é coberta principalmente por
sedimentos carbonáticos, com teores de carbonato de cálcio superiores a 75%. Os
bioclásticos apresentam granulação grossa, variando entre areias e cascalhos, e os
17
sedimentos terrígenos são compostos por areias e lamas. A Figura 1 mostra um mapa
contendo a distribuição de fácies sedimentares na área de estudo.
Figura 1 – Mapa contendo as fácies sedimentares da plataforma continental e do talude superior
adjacente aos estados do Espírito Santo e Rio de Janeiro. Fonte: adaptado de Dias (2002) e Dias e
Medeiros (2005).
18
3.1.2 Clima, regime de ventos e aspectos oceanográficos
O clima da área de estudo é do tipo W pseudo-equatorial, classificação de Koppen
(1948, apud ALBINO, 1999), caracterizado por chuvas tropicais durante o verão e por
um prolongado período de estiagem que se estende do outono ao inverno com
precipitações frontais freqüentes associadas à passagem de massas polares. A
temperatura média anual do ar é de 22ºC, ficando as médias das temperaturas
máximas entre 28ºC e 30ºC e as mínimas próximas de 15ºC (ALBINO, 1999).
Segundo os dados fornecidos pela EMCAPA (1981 apud ALBINO, 1999), os ventos de
maior frequência são aqueles provenientes dos quadrantes NE-ENE associados aos
ventos alísios que sopram durante a maior parte do ano. Os ventos de maior
intensidade são provenientes de SE relacionados às frentes frias que chegam
periodicamente à costa capixaba. As ondas são geradas por esses dois sistemas de
vento NE-E e SE-E.
Segundo a DHN (Diretoria de Hidrografia e Navegação), o regime de marés na costa do
Espírito Santo possui amplitudes de 1,40m a 1,60m, sendo assim classificado como
regime de micro-maré (amplitude de maré menor do que 2 metros).
Os ventos alísios de sudeste agem sobre a região equatorial forçando a Corrente Sul
Equatorial (CSE) que flui para oeste em direção à América do Sul. Ao se aproximar da
costa, aproximadamente a 10ºS, a CSE se bifurca dando origem a Corrente do Norte do
Brasil e a Corrente do Brasil (CB) (STRAMMA et al., 1990). A CB flui para o sul sobre a
plataforma continental ou próxima a quebra de plataforma ao longo da costa do Brasil e,
ao se encontrar com a Corrente das Malvinas (38ºS), separa-se da costa e forma a
Corrente do Atlântico Sul (STRAMMA, 1989).
A Corrente do Brasil (CB) é a corrente de contorno oeste que integra o giro subtropical
do Atlântico Sul (GARFIELD, 1990). Em geral, é considerada estreita, fraca e rasa se
comparada a outras correntes de contorno oeste, transporta águas quentes, salinas e
com baixa concentração de nutrientes (SIGNORINI, 1978).
19
A CB apresenta desenvolvimento de meandros observados entre 20° e 31°S
associados ao seu escoamento com vórtices decorrentes (GARFIEL, 1990), como o
Vórtice de Vitória (20ºS), Vórtice de São Tomé (22ºS) e o Vórtice de Cabo Frio (23ºS)
ilustrados na Figura 2. Soares (2007) mostrou que os vórtices são primariamente
resultado de instabilidades dessa corrente cuja origem pode estar relacionada à
interação das correntes de contorno oeste com a topografia da região.
Segundo Silveira e colaboradores (2000), a estrutura vertical das massas de água na
região, nos primeiros três quilômetros, é formada pela Água Tropical (AT), Água Central
do Atlântico Sul (ACAS), Água Intermediária Antártica (AIA), Água Circumpolar Superior
(ACS) e Água Profunda do Atlântico Norte (APAN), como mostra a Figura 3. As duas
primeiras são águas superficiais, dirigidas principalmente pelos ventos do regime
anticiclônico, e as demais estão presentes abaixo da termoclina (VIANA et al., 1998). A
AT é encontrada a partir da superfície até 142 m de profundidade com temperaturas
maiores do que 20ºC e salinidades maiores do que 36. Já a ACAS é encontrada de 142
a 567 m de profundidade com temperaturas variando de 6 a 20 ºC e salinidades entre
36 e 34,6. Ambas são transportadas para o sul ao largo da costa brasileira pela
Corrente do Brasil (SILVEIRA et al., 2000; SILVEIRA, 2007).
Figura 2 - Representação esquemática do Sistema Corrente do Brasil e as massas de água presentes na
região: AT (vermelho), ACAS (azul), AIA (verde) e APAN (amarelo). Estão indicados também os vórtices
ciclônicos e anticiclônicos: Vórtice de Cabo Frio (VCF), Vórtice Cabo de São Tomé (VCST) e Vórtice de
20
Vitória (VV) ao largo de Cabo Frio - RJ, Cabo de São Tomé - RJ e Vitória - ES, respectivamente. Fonte:
Godoi (2005)
A plataforma continental adjacente à Cabo Frio é caracterizada por um forte gradiente
de temperatura superficial do mar, refletindo a influência de uma ressurgência
permanente. Dois mecanismos contribuem para a ressurgência total: o transporte de
Ekman e o transporte devido ao bombeamento de Ekman. O primeiro processo ocorre
porque na camada de Ekman superficial, formada pela rotação da Terra, os ventos de
nordeste empurram a água para fora da costa. Para compensar essa perda de massa,
água mais profunda é trazida para superfície. O Bombeamento de Ekman ocorre, pois o
rotacional do vento é geralmente negativo, o que gera divergência na superfície do
oceano forçando um movimento de subida de água. Durante o verão e primavera
austral, o centro de alta pressão do Atlântico Sul faz com que predominem os ventos de
nordeste, resultando em ressurgência mais intensa. Por outro lado, durante o inverno,
os ventos de nordeste diminuem em magnitude e os ventos de sudeste são mais
frequentes e intensos devido a um aumento na incidência de passagens frontais, então
a ressurgência é diminuída nesse período (CASTELAO & BARTH, 2006)
Pimentel (2007), Fonseca (2009) e Farias (2010) mostraram que a CB influencia
fortemente o comportamento dispersivo da mancha de óleo para um derramamento
localizado na costa do Espírito Santo. Nesses estudos observou-se o sentido
preferencial do óleo derramado, fluindo para o sul seguindo próximo à zona de quebra
de plataforma. Lemos (2009) encontrou distinção no transporte e destino do óleo
derramado entre os períodos de verão e inverno como conseqüência da hidrodinâmica
diferente entre as estações. No verão, os ventos predominantes são de nordeste/leste e
a CB apresenta maiores intensidades, espalhando mais intensamente o óleo na direção
dos quadrantes sul e sudoeste. Nesse período também foi observada a estável
continuidade da CB, menores instabilidades acima de 18º e a presença do Vórtice de
São Tomé próximo à 22ºS. Durante o inverno, por outro lado, a Corrente do Brasil
apresenta-se menos intensa e com maiores instabilidades de vórtices e meandros
acima de 18ºS e a completa ausência do Vórtice de São Tomé. Nesse período sazonal,
devido às diferenças de temperatura do ar, o óleo sofre menor evaporação no inverno
21
em relação ao verão, ficando por mais tempo sujeito ao arraste do vento e das
correntes superficiais.
3.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DO PETRÓLEO
3.2.1 Propriedades Físicas e Composição do óleo
Como a composição química do óleo varia segundo as diferentes condições de
formação, óleos de diferentes regiões possuem características e propriedades físicoquímicas distintas (BÍCEGO et al., 2008). Essas propriedades influenciam o
comportamento do óleo quando este é derramado, determinam os efeitos do óleo nos
organismos e a eficiência das operações de limpeza (FINGAS, 2001).
Os parâmetros que caracterizam as propriedades do óleo são: grau API, massa
específica, densidade, viscosidade, ponto de fluidez, volatilidade, ponto de ebulição,
ponto de ignição, solubilidade e tensão superficial. A descrição detalhada de cada
propriedade física pode ser encontrada em Lemos (2009).
O petróleo é constituído principalmente por hidrocarbonetos (compostos contendo
carbono e hidrogênio), representando aproximadamente 97% da sua composição. O
restante é formado por compostos contendo outros elementos como enxofre, nitrogênio
e oxigênio e ainda metais traços. Como apresentado na Figura 3, os hidrocarbonetos
presentes no petróleo são caracterizados por sua estrutura, dividindo-se em
hidrocarbonetos alifáticos e aromáticos (BÍCEGO et al., 2008). A nível molecular,
compostos alifáticos e aromáticos se diferem pelo padrão de ligação entre átomos de
carbonos adjacentes (POTTER & SIMMONS, 1998). Os hidrocarbonetos alifáticos
dividem-se em quatro classes principais: alcanos, alquenos, alquinos e cicloalcanos. Os
hidrocarbonetos
aromáticos
dividem-se
em
monoaromáticos,
diaromáticos
e
hidrocarbonetos policíclicos aromáticos, de acordo com o número de anéis benzênicos
encontrados em sua estrutura.
22
Figura 3 – Classificação dos hidrocarbonetos quanto à sua estrutura. Fonte: modificado de Potter e
Simmons (1998).
Existem ainda os compostos orgânicos polares que, além de carbono e hidrogênio, são
compostos por átomos de enxofre, nitrogênio e/ou oxigênio. A carga molecular
resultante dessas ligações pode levar ao comportamento físico-químico diferente dos
compostos apolares. A estrutura desses elementos é combinada com agrupamentos
aromáticos, alifáticos e/ou cíclicos que fazem as moléculas mais pesadas do petróleo.
Esses compostos formam uma classe de químicos geralmente chamados de resinas e
asfaltenos. Os menores compostos polares são chamados de resinas e são
responsáveis pela adesão do óleo. Os maiores compostos polares são chamados de
asfaltenos que constituem a fração de compostos mais pesados e polares de óleos crus
(FINGAS, 2001; McCAIN JR, 1990; SILVA & AZEVEDO, 2006; BUENROSTROGONZALEZ et al, 2004). Estes compostos vêm sendo muito estudados, pois, além de
serem muito resistentes ao intemperismo e à biodegradação e dificultarem a ação de
limpeza de locais contaminados, são um problema na extração, transporte e refino do
óleo bruto, por diminuírem o fluxo de óleos ou até mesmo bloquear as linhas de
processamento (FERNANDEZ et al., 2008; BUENROSTRO-GONZALEZ et al, 2004;
SILVA & AZEVEDO, 2006; FINGAS, 2001; CIOCCARI et al., 2006).
De modo geral, dentro de uma série homóloga, quanto maior for o peso molecular do
composto, maior será a toxicidade. Porém, os compostos com menor peso molecular
apresentam-se mais disponíveis devido à maior solubilidade na água (BÍCEGO et al.,
2008). A volatilidade dos componentes também diminui com o aumento do peso
molecular (POTTER & SIMMONS, 1998).
23
O óleo pode causar impactos nos organismos marinhos por duas vias principais: efeitos
físicos resultantes do recobrimento e os efeitos químicos associados à toxicidade dos
componentes. Nos óleos de alta densidade, o efeito físico do recobrimento é o mais
representativo, enquanto que nos óleos menos densos, o efeito químico é
predominante (BÍCEGO et al., 2008).
Cada um dos processos intempéricos (Seção 3.2.2) afetam diferentemente as famílias
de hidrocarbonetos. Por exemplo, compostos aromáticos tendem a ser mais solúveis do
que os alifáticos, no entanto, alifáticos tendem a ser mais voláteis. Assim, quando o
petróleo é derramado no ambiente, os principais contaminantes da coluna d’água serão
os aromáticos, enquanto que os alifáticos são os principais contaminantes do ar
(POTTER & SIMMONS, 1998).
3.2.2 Processos Intempéricos
Após um derramamento de óleo no ambiente marinho, este sofre intemperismo, ou
seja, é submetido a vários processos físicos, químicos e biológicos que podem resultar
em mudanças nas suas características e na migração do óleo, são eles: evaporação,
espalhamento,
emulsificação,
dissolução,
biodegradação,
foto-oxidação
e
sedimentação. A duração e a importância desses processos intempéricos dependem
das características físico-químicas e da quantidade de óleo derramado e das condições
meteoceanográficas da área (EXXONMOBIL, 2000).
Na figura 4 são mostradas as principais transformações biogeoquímicas que ocorrem
no óleo derramado, mostrando também a relevância dos fenômenos durante o tempo.
Este trabalho abrangerá a descriminação dos processos de sedimentação e
biodegradação do óleo, o primeiro por ser o foco do estudo e o segundo por determinar
a concentração do óleo no sedimento em longo prazo. A descrição detalhada dos
24
demais processos intempéricos pode ser encontrada em Pimentel (2007) e Fonseca
(2009).
Figura 4 – Processos físicos, químicos e biológicos que acontecem durante um derramamento de óleo no
mar. Fonte: Paladino (2000).
A sedimentação é o processo pelo qual o óleo é depositado no leito marinho. Isto ocorre
quando partículas de óleo interagem com material em suspensão na coluna d’água e
tornam-se mais densas do que a água. Alguns estudos mostraram que uma quantidade
significante (aproximadamente 10%) do óleo derramado é sedimentada no fundo do
mar (FINGAS, 2001).
O óleo pode atingir o sedimento por quatro mecanismos: (1) adsorção do óleo a
partículas suspensas (material terrígeno, plâncton e seus detritos e sedimentos
ressuspendidos do fundo), (2) ingestão de óleo por zooplâncton e incorporação em
25
pelotas fecais, (3) intemperismo do óleo por processos físico-químicos e (4) mistura
direta de óleo e sedimentos (NATIONAL ACADEMY PRESS, 1985).
A granulometria é um importante fator na contribuição da acumulação de
hidrocarbonetos nos sedimentos, porque as partículas mais finas, como silte e argila,
têm maior capacidade de adsorver substâncias orgânicas devido à sua maior área
superficial efetiva. Areias possuem menor área superficial efetiva, por isso não tem uma
grande capacidade de retenção de compostos orgânicos (LAW, 1981).
Meyers e Oas (1978) realizaram experimentos laboratoriais em solução de cloreto de
sódio para comparar a quantidade dos diferentes compostos de hidrocarbonetos que se
associam com argila mineral na coluna d’água. Os resultados evidenciaram que a
adsorção aumenta com o aumento do peso molecular em alcanos, mas essa relação
direta não pôde ser observada dentre os hidrocarbonetos insaturados e aromáticos.
Meyers e Quinn (1973, apud MEYERS & OAS, 1978) sugeriram que a solubilidade de
hidrocarbonetos na água pode ser um fator que determina a quantidade dos compostos
removidos por partículas minerais. A solubilidade diminui com o aumento do peso
molecular dentro de uma série homóloga de compostos, então é esperado que uma
maior quantidade de hidrocarbonetos de alto peso molecular seja adsorvida por
partículas do que compostos de baixo peso molecular. Assim, os componentes menos
solúveis do petróleo vão preferencialmente associar-se com partículas e serem
depositados no sedimento do fundo, enquanto componentes mais solúveis vão
permanecer na coluna d’água.
A sedimentação é importante como um mecanismo de extração de hidrocarbonetos da
coluna d'água. Após esse processo, a degradação biológica torna-se um importante
fator na remoção do óleo do ambiente (LEE et al., 1978). A biodegradação é um
processo lento que ocorre na superfície da água, na coluna d’água e nos sedimentos.
Nesse processo os hidrocarbonetos são utilizados por bactérias como fonte de alimento
que excretam como produto H2O e CO2 (EARTH GAUGE, 2010a; Boynd et al. 2001). A
26
taxa e a existência de biodegradação microbiana são dependentes da temperatura,
concentração de oxigênio, presença de nutrientes e características do óleo (EARTH
GAUGE, 2010b).
Segundo Lee e colaboradores (1978), uma vez no sedimento, esses componentes
serão lentamente misturados por atividade bentônica na zona de bioturbação (3 a 4 cm
de profundidade no sedimento) e 10 a 20 por cento dos hidrocarbonetos que chegam
ao sedimento persistem por cerca de 1 ano.
Os compostos saturados são mais suscetíveis ao intemperismo, isto é, à evaporação,
biodegradação e à dispersão no ambiente, do que hidrocarbonetos policíclicos
aromáticos (HPAs) (FARIAS, 2006). Quando os hidrocarbonetos alifáticos são inseridos
no ambiente, a evaporação provoca a perda de compostos leves (principalmente
aqueles menores que o C20) e os compostos intermediários e pesados são
intemperizados lentamente pela biodegradação (UNEP, 1992; FINGAS, 2001). As
resinas e os asfaltenos são considerados como compostos resistentes à biodegradação
devido à sua estrutura complexa composta por alcanos, cicloalcanos e hidrocarbonetos
aromáticos que deve ser oxidada por diferentes tipos de enzimas (PINEDA & MESTA,
2001).
A taxa de degradação dos compostos aromáticos está relacionada ao número de anéis
benzênicos e ao grau de alquilação presentes em suas estruturas. Quanto menor os
números de anéis benzênicos, mais rapidamente serão degradados. Quanto maior o
grau de alquilação, menor é a taxa de degradação. Portanto, HPAs de baixo peso
molecular são degradados mais rapidamente do que os mais pesados que são mais
resistentes (HERBES & SCHWALL, 1978).
Farias (2006) analisou teores de carbono orgânico em testemunhos coletados em 3
manguezais para avaliar a degradação de óleo no sedimento após um derrame
acidental de 1.800 m3 de óleo naval na Baía de Guanabara (RJ) ocorrido em 2000.
Houve diferença das concentrações de carbono orgânico entre os 3 manguezais
27
estudados: nos locais mais internos, onde há sedimentos lamosos suscetíveis ao maior
acúmulo de matéria orgânica, os valores foram maiores do que no manguezal
dominado pela fração areia onde há maior transporte do material depositado no
sedimento pela ação das marés. Em todos os manguezais estudados, as
concentrações de n-alcanos e HPA’s nos sedimentos superficiais diminuíram com o
tempo, refletindo na eliminação da maior parte destes compostos após 4 anos do
derramamento. Esse decréscimo chegou a mais de 60 % da concentração inicial para
n-alcanos e diminuíram em torno de 70 % do valor original para HPA’s. Outro processo
que pôde ser observado é a diminuição das concentrações superficiais e o incremento
nas camadas subsequentes, sugerindo a “percolação” do óleo para as camadas mais
profundas. A migração do material contaminante é provocada pela atividade de
escavação dos caranguejos e de outros animais e resulta no aumento do tempo de
permanência dos compostos no sedimento, já que as camadas mais profundas tendem
a apresentar baixa concentração de oxigênio, essencial para degradação do óleo.
O Atlas de Sensibilidade Ambiental ao óleo da Bacia Marítima do Espírito Santo
desenvolvido pelo Ministério do Meio Ambiente (GHERARDI & CABRAL, 2010)
descreve os Índices de Sensibilidade do Litoral ao derramamento de óleo (ISL)
atribuídos à costa do Espírito Santo, com os habitats e informações sobre suas
características físicas, comportamento previsto para o óleo derramado e algumas
considerações sobre ações de resposta a esses derramamentos. O ISL é baseado nas
características geomorfológicas das áreas do litoral, considerando o grau de exposição
à energia de ondas e marés, declividade do litoral, tipo do substrato e os diversos usos
desses ambientes, tanto pela biota terrestre e aquática, quanto pela atividade humana.
Este índice hierarquiza os diversos tipos de costa em uma escala de 1 a 10, sendo o
grau de sensibilidade tanto maior quanto maior o índice. Estão descritas abaixo
algumas informações importantes a respeito da penetração do óleo no sedimento em
diferentes tipos de substrato.

Em substratos impermeáveis expostos, como costões rochosos e estruturas
artificiais, não há penetração de óleo e a permanência é baixa, pois a remoção
tende a ocorrer rapidamente e de modo natural por ação das ondas;
28

Nas praias dissipativas de areia média a fina e escarpas íngremes, a penetração
do óleo geralmente é menor que 10 cm de profundidade e há baixa probabilidade
de soterramento do óleo devido à lenta mobilidade da massa sedimentar;

Em praias de areia grossa, praias intermediárias de areia fina a média, a
penetração máxima do óleo é de 25 cm de profundidade e a mobilidade do
sedimento tende ao soterramento do óleo;

Nos substratos de média a elevada permeabilidade, como praias mistas de areia
e cascalho ou concha, a penetração máxima do óleo é de 50 cm de
profundidade. A persistência do óleo pode ser alta se houver soterramento ou
retenção em irregularidades do substrato;

Nos substratos de elevada permeabilidade, como enrocamentos, guia corrente,
quebra-mar e terraço recoberto por concreções lateríticas, a penetração máxima
do óleo é de 100 cm de profundidade, as praias de cascalho sofrem maior
impacto devido à maior penetração do óleo e dificuldade de remoção.

Em substratos abrigados, como planícies de maré arenosas/lamosas, zonas
pantanosas, brejo, e mangues, o óleo tende a não penetrar, pois os sedimentos
são saturados de água, persiste por longo tempo devido à inexistência de
hidrodinamismo capaz de efetuar a remoção e a biodegradação é lenta devido à
condição anaeróbia do substrato desses ambientes.
29
4 METODOLOGIA
4.1 MATERIAIS
A versão mais atual (6.1) do modelo Oill Spil Contingency and Response (OSCAR),
desenvolvido pela Fundação de Pesquisa Científica e Industrial do Instituto de
Tecnologia da Noruega (SINTEF), foi utilizada para a realização de simulações sob os
modos probabilístico e determinístico de dispersão de plumas de óleo. A descrição
técnica deste modelo computacional baseada em Reed (2001) pode ser encontrada no
anexo I do trabalho de Pimentel (2007).
Para a elaboração dos cenários probabilísticos e determinísticos foi utilizado um
conjunto de dados de entrada que inclui tipo e composição do óleo, taxa, localização e
duração do vazamento, dados de corrente e de vento, batimetria, temperatura do ar e
da água do mar, salinidade, taxa de oxigênio dissolvido, concentração de sedimento em
suspensão e percentual do stress do vento que induz corrente superficial, entre outros.
Todos esses fatores são determinantes no comportamento físico-químico do óleo.
O modelo OSCAR possui uma base de dados com mais de 354 tipos de óleo que
podem ser modificados manualmente. Para simular os cenários de derramamentos foi
escolhido um óleo caracterizado como asfaltênico.
4.2 CENÁRIOS SIMULADOS
A Figura 5 mostra a sequência lógica dos cenários simulados.
30
Figura 5 - Sequência dos cenários simulados.
Para cada cenário determinístico simulado foi analisado e discutido o comportamento
físico-químico do óleo asfaltênico e de seus componentes, verificando o volume de óleo
sedimentado, o tempo de persistência no fundo e a disposição espacial da deposição.
4.3 MÉTODOS
4.3.1 Implementação do modelo
Os conjuntos de dados de corrente e vento que foram utilizados para a simulação dos
cenários de derramamento, gerados com o modelo SINMOD e fornecidos pela SINTEF,
são referentes aos meses de Janeiro, Fevereiro e Março do ano de 1998,
representando o verão (Figura 6 e 7), e Junho e Julho de 1998, referentes ao inverno
(Figura 8 e 9). A resolução temporal dos dados de vento é de 6 horas. A resolução
espacial dos dados hidrodinâmicos é de 36 níveis sigma na vertical e resolução
31
Figura 6 - Padrão de circulação superficial para o período do verão considerando os dias 16/01/1998 (A), 01/02/1998 (B), 16/02/1998 (C) e
01/03/1998 (D).
32
Figura 7 - Padrão de circulação a 200 m para o período do verão considerando os dias 16/01/1998 (A), 01/02/1998 (B), 16/02/1998 (C) e
01/03/1998 (D).
33
Figura 8 - Padrão de circulação atmosférica para o período do verão considerando os dias 16/01/1998 (A), 01/02/1998 (B), 16/02/1998 (C) e
01/03/1998 (D).
34
Figura 9 - Padrão de circulação superficial para o período do inverno considerando os dias 16/06/1998 (A), 01/07/1998 (B), 16/07/1998 (C) e
01/08/1998 (D).
35
Figura 10 - Padrão de circulação a 200m de profundidade para o período do inverno considerando os dias 16/06/1998 (A), 01/07/1998 (B),
16/07/1998 (C) e 01/08/1998 (D).
36
Figura 11 - Padrão de circulação atmosférica para o período do inverno considerando os dias 16/06/1998 (A), 01/07/1998 (B), 16/07/1998 (C) e
01/08/1998 (D).
temporal é de 4 horas para ambos os períodos sazonais. Enquanto que, na horizontal,
a resolução espacial no inverno é de 50 km e no verão 10 km. No anexo II do trabalho
de Pimentel (2007) pode ser encontrado maiores detalhes sobre a base hidrodinâmica
utilizada.
A batimetria local é oriunda dos dados do SeaTopo 6.2 (Figura 10). Esse conjunto de
dados encontra-se disponível no Laboratório de Pesquisa e Simulação sobre a
Dinâmica do Oceano (LabPosseidon).
Figura 12 – A grade utilizada nas simulações mostrando a batimetria local.
Os períodos sazonais considerados nos cenários de derrame foram o verão e o
inverno. A temperatura média do ar na primeira estação é de 26ºC e na segunda 22ºC,
segundo o banco de dados do CPTEC/INPE (Centro de Previsão do Tempo e Estudos
Climáticos do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais), para a região costeira próxima
da área de estudo.
Os perfis de temperatura e salinidade da coluna d’água durante o verão e o inverno
foram retirados do Estudo de Impacto Ambiental do Campo de Jubarte (PETROBRAS,
2004). Os valores das profundidades de até 200 m foram obtidos de Silva e Alvarenga
(1995) e de 350 até 1500 m de Lima (1997).
TABELA 1– PERFIL VERTICAL DA TEMPERATURA DURANTE O VERÃO (EM LARANJA) E O
INVERNO (EM AZUL) PARA UMA REGIÃO PRÓXIMA À ÁREA DE ESTUDO.
Profundidade
Temperatura (ºC)
(m)
0
26
21,7
50
24,5
21,6
100
21,5
21,5
200
17,3
16,9
350
12,33
500
8,67
750
5,12
1000
3,69
1250
3,50
1500
3,75
Fonte: PETROBRAS (2004).
TABELA 2 - PERFIL VERTICAL DA SALINIDADE DURANTE O VERÃO (EM LARANJA) E O INVERNO
(EM AZUL) PARA UMA REGIÃO PRÓXIMA À ÁREA DE ESTUDO.
Profundidade
(m)
0
50
100
200
350
500
750
1000
1250
1500
Salinidade
36,7 36,8
36,8 36,8
36,6 36,6
35,8 35,6
35,25
34,73
34,37
34,77
34,66
34,72
Fonte: PETROBRAS (2004).
A taxa de concentração de sedimentos em suspensão a taxa de oxigênio dissolvido
foram consideradas constantes, ambas com valor padrão de 10 mg.L-1.
O óleo utilizado nas simulações foi o LINERLE, contido no banco de dados do modelo
OSCAR, por apresentar características semelhantes ao encontrado no Campo de
Jubarte (PETROBRAS, 2004). A composição do óleo está representada no Gráfico 1. A
parcela “Outros” refere-se à soma das porcentagens dos componentes que se
apresentam em quantidades menores do que 1% no óleo (Gases C1-C4, C4 e C4Benzeno, C10 – Saturados, Fenóis e Naftalenos).
0,5%
1%
1%
4%
4%
4%
C11-C12 (total sat + aro)
6%
C13-C14 (total sat + aro)
C15-C16 (total sat + aro)
12%
C17-C18 (total sat + aro)
C19-C20 (total sat + aro)
C21-C25 (total sat + aro)
68%
C25+ (total)
HPA e UCM
Gráfico 1 - Composição do óleo Linerle importado do banco de dados do modelo OSCAR para as
simulações de derramamento de óleo.
As simulações foram realizadas com o derramamento ocorrendo a partir das
coordenadas geográficas da unidade FPSO P-34 (PETROBRAS, 2004). O vazamento
de 66.614 m³ de óleo asfaltênico ocorreu continuamente por 30 dias, correspondendo
ao volume de derrame de pior caso (como rege a Resolução CONAMA 398), segundo o
Estudo de Impacto Ambiental do Campo de Jubarte (2004).
Os parâmetros do derramamento para os cenários realizados, os parâmetros do modelo
e os parâmetros utilizados na grade das simulações encontram-se nas Tabelas 3, 4 e 5,
respectivamente.
TABELA 3 - PARÂMETROS DO DERRAMAMENTO PARA OS CENÁRIOS SIMULADOS.
Parâmetro do derramamento
Valor
Latitude
21º15’33,2”S
Longitude
40º01’2,2”O
Tempo total do derramamento
30 dias
Densidade do óleo
0,953 g/cm³
Grau API
17,0
TABELA 4 - PARÂMETROS DO MODELO PARA OS CENÁRIOS SIMULADOS.
Parâmetro do modelo
Valor
Passo de tempo
Fator de vento
20 min
Número máximo de partículas dissolvidas
6000
Número máximo de partículas na superfície
6000
Mínima concentração calculada
Espessura inicial para o óleo derramado
100 ppb
4 mm
Espessura final para o óleo derramado
0,001 mm
Profundidade mínima para cálculo das concentrações
0m
Profundidade máxima para cálculo das concentrações
1500 m
* EXXONMOBIL (2000).
4%*
TABELA 5 - PARÂMETROS DA GRADE UTILIZADA DAS SIMULAÇÕES.
Valor
Parâmetros da grade
Comprimento da grade (leste-oeste)
761 km
Comprimento da grade (norte-sul)
805 km
Número de células da grade (leste-oeste)
400
Número de células da grade (norte-sul)
400
Tamanho das células da grade (leste-oeste) 2,0125 km
Tamanho das células da grade (norte-sul)
1,0925 km
Camadas da grade na vertical
10
4.3.2 Cenários probabilísticos
Sob o modo probabilístico, o tempo de derramamento das simulações foi de 30 dias
com volume de 66.614 m³ de óleo. Um conjunto de 133 simulações foi realizado
referente ao período do verão de 1998 e 103 simulações para o conjunto de dados
meteoceanográficos referentes ao inverno de 1998. Tais simulações subsidiaram a
determinação dos cenários que foram analisados, ou seja, os cenários determinísticos
tiveram as datas de início do derramamento iguais as dos cenários que, dentre as
simulações realizadas, as forçantes meteorológicas e oceanográficas favoreciam o
acúmulo de óleo mais próximo a costa para induzir a deposição do óleo na plataforma
continental.
4.3.3 Cenários determinísticos
Os cenários deteminísticos tiveram o tempo de derramamento de 30 dias com volume
de 66.614 m³ de óleo. Foram simulados dois cenários determinísticos de derramamento
com duração de 20 anos, um para cada conjunto de dados meteoceanográficos, com o
modelo de intemperismo de óleo sedimentado acoplado ao modelo OSCAR.
Para inserir as diferentes faciologias de fundo no modelo OSCAR foi utlizado o
programa ArcGis para criar os shapefiles (.shp) da Plataforma continental e do Talude
superior adjacente aos estados do Espírito Santo e do Rio de Janeiro com base nas
cartas sedimentológicas produzidas pelo pesquisador Gilberto Dias do Laboratório de
Geologia Marinha da Universidade Federal Fluminense (LAGEMAR – UFF) (ANEXO I e
II). O autor caracteriza os sedimentos do fundo quanto à composição e a granulometria.
As cartas de sedimentos marinhos superficiais foram georreferenciadas e então foram
criados polígonos referentes às fácies sedimentares. Os shapefiles foram importados
para o modelo OSCAR em forma de layers, e esses foram associados a um tipo de
fundo correspondente pré-existente no modelo.
5 RESULTADOS
5.1 CENÁRIOS PROBABILÍSTICOS
As Figuras 13 e 14 mostram as áreas superficiais marinhas que possuem probabilidade
de ser ocupadas após um derramamento de 66.614m³ de óleo por 30 dias no período
sazonal de verão e de inverno, respectivamente. Nessas figuras pode ser observado o
deslocamento da mancha óleo para o quadrante sudoeste, contornando a costa
sudeste brasileira e seguindo a quebra de plataforma. Em ambas as estações não
houve probabilidade de chegada de óleo na costa dentro da área de estudo
investigada.
Figura 13 - Mapa probabilístico composto por 133 simulações mostrando a área superficial marinha
atingida após um derramamento de 66.614m³ de óleo por 30 dias no período sazonal de verão.
Figura 14 – Mapa probabilístico composto por 103 simulações mostrando a área superficial marinha
atingida após um derramamento de 66.614m³ de óleo por 30 dias no período sazonal de inverno.
A partir das simulações realizadas sob o modo probabilístico, o derramamento ocorrido
no dia 16 de Janeiro às 7 horas foi escolhido para representar o cenário determinístico
de verão e o cenário determinístico de inverno foi caracterizado pelo derramamento
simulado para o dia 16 de Junho às 13 horas, pois foram os cenários que as forçantes
meteorológicas e oceanográficas favoreciam o acúmulo de óleo mais próximo a costa.
5.2 CENÁRIOS DETERMINÍSTICOS
Ao final de cada uma das simulações determinísticas foi obtida a evolução espaçotemporal do comportamento do óleo na coluna d’água e no sedimento, o que
possibilitou a análise dos locais de deposição do óleo, e a quantidade e o tempo de
permanência do óleo total e de seus componentes depositados no sedimento.
5.2.1 Verão
O balanço de massa obtido após o derramamento de 66.614m³ durante 30 dias no
período sazonal de verão (Tabela 6) mostra um decréscimo de óleo na superfície e na
coluna d’água com o tempo e aumento do óleo evaporado, decaído e fora da grade.
Nota-se que a quantidade de óleo final evaporado nesse cenário é de 13,6% e 77% é
levado para fora da grade utilizada. A porcentagem do óleo que chega ao sedimento é
relativamente pequena e chega a 0% após 20 anos do início do derramamento.
TABELA 6 – BALANÇO DE MASSA DO ÓLEO DURANTE 30 E 90 DIAS, 1 E 20 ANOS PARA O
CENÁRIO DE VERÃO.
BALANÇO DE MASSA (%)
Tempo
30 dias
90 dias
1 ano
20 anos
Superfície
24
0,6
0,1
0
Atmosfera
10,8
13,2
13,5
13,6
Coluna d’água
12,6
2,0
0,1
0
Sedimento
0,2
0,2
0,1
0
Decaimento
3,7
8,2
9,2
9,4
Fora da grade
48,8
75,9
77
77
Destino
As Figuras 15 e 16 mostram a evolução espaço-temporal do óleo na coluna d’água e no
sedimento, respectivamente, para o cenário de verão. Nota-se que óleo na coluna
d’água segue para o quadrante sudoeste, assim como o óleo em superfície, e depositase na plataforma continental. Outro resultado que pode ser observado é que após 10
anos do derramamento ainda é possível observar o óleo depositado na quebra da
plataforma, onde houve um maior acúmulo (Figuras 17, 18 e 19), mas a mesma
observação não pode ser feita após 20 anos.
Figura 15 – Mapa de deslocamento do óleo na coluna d’água para o cenário de verão em 30 dias (A), 60
dias (B), 1 ano (C) e 3 anos (D) após o início do derramamento.
Figura 16 – Mapa dos locais de deposição do óleo no sedimento em 60 dias (A), 5 meses (B), 1 ano (C),
3 anos (D), 10 anos (E) e 20 anos (F) após o início do derramamento para o cenário de verão.
Figura 17 – Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 1 na plataforma
continental do Rio de Janeiro no período sazonal de verão.
Figura 18 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 2 na plataforma
continental do Rio de Janeiro no período sazonal de verão.
Figura 19 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 3 na plataforma
continental do Rio de Janeiro no período sazonal de verão.
Na Figura 16-A, no 30º dia após o derramamento, notam-se poucos depósitos de óleo
sobre a quebra da plataforma, onde há presença de sedimentos mais grossos
(cascalho). Mais distante da origem do derramamento ocorre maior deposição,
sugerindo que o óleo foi arrastado por uma longa distância pela CB em superfície e na
coluna d’água antes de se depositar. Depois o óleo é depositado em toda a plataforma
continental (Figura 16-B e C), onde há predominância de sedimentos cascalhosos e
arenosos, mas há presença de lama e ocorrência de rodolitos. As maiores
concentrações de óleo no sedimento encontram-se na quebra de plataforma e, em
menor quantidade, próximo a costa, onde o óleo encontra a coluna de água mais rasa
(1 a 50 metros de profundidade), favorecendo a deposição no sedimento arenoso
(Figuras 17, 18 e 19). Após 3 anos (Figura 16-D), a degradação do óleo depositado
pode ser visualizada sobre a plataforma continental e em 10 anos (Figura 16-E)
somente é encontrado massivamente na quebra de plataforma e alguns pequenos
depósitos ocorrem próximo a costa. Em 20 anos (Figura 16-F), não é possível encontrar
depósitos de óleo na área de estudo.
A Figura 20 mostra a quantidade do óleo no sedimento durante 20 anos no período de
verão É possível observar que houve o aumento dessa quantidade e o máximo foi
atingido em menos de 1 ano do derramamento, chegando a 120 toneladas. Após isso, a
quantidade decaiu, chegando a 6 toneladas em 20 anos.
140
Quantidade (toneladas)
120
100
80
60
40
20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17
Tempo (anos)
18 19 20
Figura 20 – Quantidade (em toneladas) de óleo depositado no sedimento durante 20 anos para o cenário
de verão.
A análise da quantidade dos componentes do óleo depositados no sedimento para o
período de verão durante 20 anos (Figura 21) permite observar que os compostos com
25 ou mais carbonos são predominantes no sedimento, representando cerca de 90% da
quantidade total, enquanto os compostos com 21 a 25 carbonos e os metabólitos
possuem pouca significância. Os demais componentes do óleo não estão contidos no
gráfico por não representarem quantidades relevantes no sedimento. O Metabólito 1 é
produto da degradação dos componentes do óleo com mais de 10 carbonos em sua
estrutura e depois é reduzido a Metabólito 2. Enquanto o Metabólito 2 é o produto da
degradação dos componentes com até 10 carbonos (ANEXO III).
120
Quantidade (toneladas)
100
80
C21-C25 (total sat + aro)
60
C25+ (total)
Metabólitos 1
40
Metabólitos 2
20
0
1 2 3
4 5 6 7
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tempo (anos)
Figura 21 – Quantidade (em toneladas) dos componentes do óleo depositados no sedimento durante 20
anos para o cenário de verão.
5.2.2 Inverno
O balanço de massa obtido após o derramamento de 66.614m³ durante 30 dias no
período sazonal de inverno (Tabela 7) mostra que a quantidade de óleo final evaporado
e levado para fora da grade nesse cenário é menor do que no verão (12,2% e 72,3%,
respectivamente) e a quantidade de óleo no sedimento é maior, chegando a 0,8 % após
20 anos do derramamento. Observa-se também o decréscimo de óleo na superfície e
na coluna d’água e aumento do óleo evaporado, decaído e fora da grade com o passar
do tempo do derramamento.
TABELA 7 – BALANÇO DE MASSA DO ÓLEO DURANTE 30 E 90 DIAS, 1 E 20 ANOS PARA O
CENÁRIO DE INVERNO.
BALANÇO DE MASSA
Tempo
30 dias
90 dias
1 ano
20 anos
Superfície
20,3
20
0,1
0
Atmosfera
9,4
11,2
12,1
12,2
Coluna d’água
13,2
4,1
1,7
1,7
Sedimento
0,3
3,8
2,9
0,8
Decaimento
2,6
8,4
11
13
Fora da grade
54,1
70,5
72,3
72,3
Destino
As Figuras 22 e 23 mostram a evolução espaço-temporal do óleo na coluna d’água e no
sedimento, respectivamente, após o derramamento durante o período de inverno. Notase que o óleo na coluna d’água se desloca seguindo preferencialmente à quebra de
plataforma para o quadrante sudoeste e é depositado em cima da plataforma
continental. Após 20 anos do derramamento, ainda é possível visualizar depósitos de
óleo próximo à costa, onde houve um grande acúmulo (Figuras 24, 25 e 26).
Inicialmente (Figura 23-A), o óleo é depositado mais próximo da origem do
derramamento sobre a plataforma continental, por não haver um forte fluxo superficial e
em coluna d’água que levasse o óleo para mais distante sobre a quebra de plataforma,
nessa área há presença de sedimentos cascalhosos, arenosos, lamosos e ocorrência
de rodolitos. O óleo cobre toda a plataforma até 3 anos após o derramamento (Figura
23-D) quando é possível visualizar áreas que tiveram o óleo removido pelo processo de
degradação. As maiores concentrações de óleo estão nos sedimentos arenosos
próximos a costa, pois a batimetria de 1 a 50 metros favorece a deposição (Figuras 24,
25 e 26). Após 20 anos, o óleo pode ser encontrado somente próximo a costa.
Figura 22 – Mapa de deslocamento do óleo na coluna d’água para o cenário de inverno em 30 dias (A),
60 dias (B), 1 ano (C) e 3 anos (D) após o ínicio do derramamento.
Figura 23 – Mapa dos locais de deposição do óleo no sedimento em 60 dias (A), 5 meses (B), 1 ano (C),
3 anos (D), 10 anos (E) e 20 anos (F) após o início do derramamento para o cenário de inverno.
Figura 24 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 1 na plataforma
continental do Rio de Janeiro no período sazonal de inverno.
Figura 25 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 2 na plataforma
continental do Rio de Janeiro no período sazonal de inverno.
Figura 26 - Concentração de óleo no sedimento (em mg/m²) ao longo do Transecto 3 na plataforma
continental do Rio de Janeiro no período sazonal de inverno.
A Figura 27 mostra a quantidade total e o tempo de permanência do óleo no sedimento
durante 20 anos para o período de Inverno. Note que neste cenário o valor que chegou
a menos de 1 ano após o derramamento é maior do que o encontrado para o período
de verão (2.803) e após 20 anos cerca de 500 toneladas ainda podem ser encontradas
no sedimento.
Quantidade (toneladas)
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1
2
3
4
5
6
7
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Tempo (anos)
18 19 20
Figura 27 - Quantidade (em toneladas) de óleo depositado no sedimento durante 20 anos para o cenário
de inverno.
A Figura 28 mostra a quantidade dos componentes do óleo depositados no sedimento
para o período de inverno durante 20 anos. Aqui também é observado que os
compostos com 25 ou mais carbonos representam cerca de 90% da quantidade total,
sendo, portanto, os mais abundantes no sedimento. Porém, vale lembrar que eles
constituem 68% óleo inicial derramado. Os demais compostos não chegam ao
sedimento ou chegam em quantidades insignificantes e são rapidamente degradados.
3000
Quantidade (toneladas)
2500
2000
C21-C25 (total sat + aro)
1500
C25+ (total)
Metabólitos 1
1000
Metabólitos 2
500
0
1 2 3 4 5 6 7
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tempo (anos)
Figura 28 - Quantidade (em toneladas) dos componentes do óleo depositados no sedimento durante 20
anos para o cenário de inverno.
6 DISCUSSÃO
Os resultados das simulações probabilísticas para o vazamento de 66.614m³ de óleo da
FPSO P-34 durante 30 dias para os períodos de verão e inverno evidenciaram a
mancha de óleo superficial seguindo preferencialmente a zona de quebra de plataforma
em direção ao quadrante sudoeste em ambas as estações, mostrando a grande
influência que a CB tem na dispersão do óleo nessa região. Tais resultados corroboram
os trabalhos realizados anteriormente no LabPosseidon que também buscaram estudar
o comportamento dispersivo do óleo na costa do Espírito Santo (PIMENTEL, 2007;
FONSECA, 2009; LEMOS 2009; FARIAS 2010). Além disso, a localização da FPSO em
cima da quebra de plataforma, onde se encontra o fluxo principal da CB (STRAMMA,
1989; STRAMMA et al., 1990; GARFIELD, 1990), favorece para que o transporte do
óleo pela CB seja mais eficiente, fazendo com que não se aproxime da costa e nem flua
sobre a plataforma continental pela superfície em ambos os períodos estudados.
Entretanto, no verão (Figura 13) pode ser notada a presença de um Vórtice à 22ºS, que
não foi observado no inverno (Figura 14).
Os resultados dos cenários determinísticos mostraram que, ao final das simulações, a
porcentagem do óleo levado para fora da grade da área de estudo investigada é maior
para o verão (77%) do que para o inverno (72,3%). A presença da CB mais intensa no
verão e a predominância dos ventos de nordeste (Figuras 6, 7 e 8) induzem o
transporte do óleo para áreas mais distantes da origem do derramamento (LEMOS,
2009). Além disso, o Vórtice de São Tomé, feição anticiclônica associada às
instabilidades geradas pela interação da CB com a topografia da região (SOARES,
2007), levou parte do óleo para a região offshore. Por outro lado, no inverno a CB
apresenta-se mais fraca, os ventos de nordeste menos intensos e há incidência de
entradas de frentes frias com ventos de sudeste de maior magnitude (Figuras 9, 10 e
11). Pôde ser observada ainda a completa ausência do Vórtice de São Tomé (LEMOS,
2009). Esses fatores colaboraram com que o óleo permanecesse em maiores
quantidades dentro da área de estudo no inverno do que no verão.
Esse resultado também pode estar associado à diferença de resolução espacial entre
os dados hidrodinâmicos utilizados, já que o campo hidrodinâmico do período sazonal
de verão possui um dado a cada 10 km, enquanto que no de inverno há um dado a
cada 50 km. A menor resolução espacial pode ter resultado num campo hidrodinâmico
simplificado representando a presença da CB (feição principal dessa área) e pouca
representação das instabilidades importantes na dispersão do óleo, como vórtices ou
meandros, mostradas no campo hidrodinâmico de maior resolução espacial (GHISOLFI
et al., 2009). Além de influenciar o comportamento do óleo em superfície e a quantidade
do óleo que é levada para fora da grade, a sazonalidade se refletiu em outros
processos intempéricos, como a evaporação, dispersão na coluna d’água e na
sedimentação.
Para óleos derramados, processos como evaporação, dissolução e degradação são
diretamente dependentes da composição do óleo (ANEXO IV) e a evaporação é
dependente ainda da temperatura do ar (REED, 2001). A comparação entre as
porcentagens do óleo evaporado no verão (13,6%) e no inverno (12,2%) mostraram que
maior quantidade foi transferida da superfície do mar para atmosfera no verão. Como a
composição do óleo utilizado foi a mesma para os dois cenários, a diferença é
explicada pela maior temperatura do ar nessa estação e maior quantidade de óleo na
superfície por mais tempo.
As quantidades de óleo na coluna d‘água também foram distintas entre os dois
períodos sazonais observados. Isso se deu porque o modelo calcula a turbulência
vertical como função da intensidade do vento (REED, 2001). Portanto, os ventos de
maior magnitude associados à entrada de frentes frias no período de inverno geraram
uma turbulência maior no oceano, fazendo com que maior quantidade de óleo
penetrasse na coluna d’água. Além disso, no verão parte do óleo presente na coluna
d’água é deslocada pela quebra de plataforma seguindo para fora da grande do modelo
(Figura 15) pelas condições meteoceanográficas explicadas anteriormente. No inverno
as condições meteoceanográficas favorecem a permanência do óleo na coluna d’água
dentro da grade.
A quantidade de óleo que chega ao fundo marinho é, então, resultado do que não é
removido da superfície da água por evaporação, não sai da grade do modelo por
advecção, penetra e se desloca na coluna d’água e, por fim, atinge os sedimentos.
Dessa forma, todas essas condições favoreceram com que o óleo chegasse em maior
quantidade no leito oceânico durante o inverno (2.803 toneladas) do que no verão (120
toneladas). Entretanto, a quantidade de óleo que se acumula no sedimento é
relativamente pequena (0,2% no verão e 4,6% no inverno) se comparada ao valor inicial
derramado (60.630 toneladas) para ambas as estações. No entanto, como observado
nas Figuras 16 e 23, é suficientemente grande para que ele se estenda ao longo da
plataforma continental do Rio de Janeiro. O volume máximo do óleo que chega ao
sedimento é alcançado ao 5º mês após o derramamento e depois tende a diminuir a
sua concentração devido ao processo de degradação. Isto ocorre porque a
sedimentação do óleo é um processo a médio prazo, ocorrendo de semanas a meses
após o início do derramamento, e a biodegradação é um processo a longo prazo,
ocorrendo de meses a anos (IPIECA, 2000). Além disso, após os contaminantes do
fundo ser misturados com os sedimentos, podem se dissolver de volta na coluna de
água (REED, 2001). No modelo, a degradação na água e nos sedimentos é
representada como um processo de decaimento de primeira ordem (linear) (REED,
2001).
As frações mais leves do óleo são mais voláteis e mais solúveis na água do mar
(FINGAS, 2001; POTTER & SIMMONS, 1998; McCAIN JUNIOR, 1990; BÍCEGO et al.,
2008). Dessa forma, são preferencialmente evaporadas ou permanecem dissolvidas,
enquanto que as frações mais pesadas do contaminante são adsorvidas ao material
particulado em suspensão e sedimenta com as partículas (MEYERS & OAS, 1978). Os
compostos do óleo com mais de 25 carbonos em suas estruturas são mais abundantes
no sedimento representando cerca de 90% em ambos os períodos sazonais. No
cenário determinístico de verão, aproximadamente 100 toneladas desse composto
chegaram ao fundo no 5º mês após o derramamento e 6 toneladas permaneceram após
20 anos. No cenário de inverno cerca de 2480 toneladas chegaram ao fundo no 5º mês
e no final da simulação 435 toneladas ainda permaneceram no sedimento. Todavia, os
demais componentes do óleo não chegaram ao sedimento e, quando chegaram, foi em
poucas quantidades, sendo degradados rapidamente. É de suma importância ressaltar
que esse resultado provavelmente está associado ao fato de que os componentes com
mais de 25 carbonos representaram 68% da composição do óleo considerado nas
simulações e são mais resistentes aos processos intempéricos, atingindo o sedimento
em maiores quantidades. A resistência à degradação faz com que esses componentes
permaneçam por mais tempo no leito marinho (FINGAS, 2001).
Com relação à evolução espaço-temporal do óleo sedimentado (Figuras 16 e 23), não
foi possível estabelecer uma relação direta entre a quantidade e permanência do óleo
com o tipo de sedimento no processo de sedimentação calculado pelo modelo OSCAR.
O resultado esperado era que o modelo fosse sensível à faciologia do leito, já que o
sedimento lamoso tem maior capacidade de reter substâncias orgânicas e maior taxa
de remoção desses compostos se comparadas com sedimentos mais grossos
(cascalho e areia) devido às suas partículas serem mais finas e com maior área efetiva.
Areias e cascalhos possuem menor área superficial efetiva, por isso não teriam uma
grande capacidade de retenção de compostos orgânicos e suas taxas de remoção são
maiores (LAW, 1981). Neste estudo observou-se que a quantidade de óleo que atingiu o
sedimento esteve relacionada com o deslocamento na coluna d’água que propiciou ou
não o depósito em uma determinada área. A permanência do óleo no sedimento esteve
relacionada com a quantidade de óleo que foi recebida em uma célula da grade, ou
seja, quanto maior a quantidade de óleo que chega ao sedimento em uma área, maior
foi o tempo para a completa degradação dos componentes. Assim, acredita-se que o
modelo de sedimento implementado na presente versão do modelo OSCAR não foi
sensível a variação faciológica de fundo devido ao nível de detalhamento que foi
requerido.
Cenários
determinísticos
simulados
com
fundos
homogêneos,
planejados
anteriormente, poderiam auxiliar na melhor compreensão do modelo OSCAR. Porém,
estes não foram incluídos na presente discussão porque seriam necessários mais
testes preliminares e análises sendo incompatíveis com o cronograma proposto para
realização do trabalho.
O processo de sedimentação do óleo afeta principalmente os organismos marinhos
bentônicos, que incluem todos os animais sobre ou dentro do leito marinho (BOYND et
al., 2001). Quando grandes quantidades de óleo provenientes de derramamentos
atingem o fundo, a exposição ao óleo pode causar diversos efeitos a nível de
organismo, população ou comunidade (EARTH GAUGE, 2010b; BOYND et al., 2001;
CAPUZZO, 1985). O efeito imediato da exposição direta ao óleo de um indivíduo é a
mortalidade. Efeitos a longo prazo podem envolver mudanças comportamentais e
alterações nas funções fisiológicas. As populações de invertebrados marinhos podem
sofrer mudanças na idade, tamanho e taxa reprodutiva e no recrutamento. Após
derramamentos de óleo, a estrutura e a dinâmica da comunidade podem ser
modificadas quando espécies sensíveis são substituídas por espécies oportunistas,
ocorrem mudanças nas relações ecológicas, como competição e predação, e a
diversidade é reduzida (EARTH GAUGE, 2010b; BOYND et al., 2001; CAPUZZO,
1985). Os organismos bentônicos possuem grande importância no ecossistema
marinho por atuar no sistema de decomposição da matéria orgânica e reciclagem de
nutrientes, estão ligados às teias tróficas marinhas e as comunidades são compostas
por uma imensa diversidade biológica e funcional (informação verbal¹).
¹BERNADINO, A. F. Nota obtida em aula na disciplina de Comunidades Bentônicas. 2010.
Figura 29 – Óleo proveniente do afundamento da plataforma Deepwater Horizon recobrindo parte deste
coral no Golfo do México. Fonte: Nature, 2011.
7 CONCLUSÃO
Conclui-se com o presente estudo que o comportamento físico-químico do óleo no mar,
incluindo os processos de dispersão, evaporação, dissolução e sedimentação, está
diretamente ligado às condições meteorológicas e oceanográficas incorporadas ao
modelo OSCAR. Os resultados do intemperismo do óleo asfaltênico calculados pelo
modelo destacaram a influência das diferenças relacionadas à sazonalidade da área
em que o derramamento foi localizado, como a temperatura do ar, intensidade de
correntes, presença/ausência de instabilidades e direção e intensidade do vento, e
ainda a análise em termos de compartimentalização dos componentes do óleo se deu
de acordo com a bibliografia.
Constatou-se então que a quantidade do óleo que chega ao fundo marinho é
conseqüência do que não é removido da superfície da água por evaporação e da grade
do modelo pelas condições meteoceanográficas, penetra e se desloca na coluna d’água
e, por fim, atinge os sedimentos. Porém, não pode ser observada uma relação clara
entre a quantidade e permanência do óleo com o tipo de sedimento no processo de
sedimentação calculado pelo modelo OSCAR como a bibliografia sugere, impedindo de
afirmar que o intemperismo do óleo sedimentado seja sensível à faciologia do fundo ao
nível de detalhamento proposto.
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ANEXOS
ANEXO I
Carta de fácies sedimentares dominantes da plataforma continental adjacente ao
estado do Espírito Santo.
Fonte: Dias (2002).
ANEXO II
Carta de fácies sedimentares dominantes da plataforma continental adjacente aos
estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo.
Fonte: Dias e Medeiros (2005).
ANEXO III
Esquema do caminho da degradação para hidrocarbonetos no modelo OSCAR.
Fonte: Reed (2011).
ANEXO IV
PARÂMETROS UTILIZADOS PARA DEFINIR A DEGRADAÇÃO DOS COMPONENTES DO ÓLEO NO
OSCAR. OS VALORES SÃO ESTIMADOS OU MEDIDOS/RETIRADOS DA LITERATURA.
C1-C4 gases
TAXA DE DEGRADAÇÃO
EM SEDIMENTOS
AERÓBICOS (POR DIA)
1,00E+00
C5-saturados (n-/iso-/ciclo)
1,00E-01
6,27E-01
9,50E+01
C6-saturados (n-/iso-/ciclo)
1,00E-01
1,90E-01
3,25E+01
Benzeno
1,00E-01
1,29E-01
1,78E+03
C7-saturados
1,00E-01
8,70E-02
9,0E+00
C1-Benzeno
1,00E-01
3,83E-02
5,15E+02
C8-saturados
1,00E-01
2,86E-02
4,35E+00
C2-Benzeno
1,00E-01
1,06E-02
1,75 E+02
C9-saturados
1,00E-01
7,76E-03
2,05 E-01
C3-Benzeno
1,00E-01
4,30E-03
5,75E+01
C10-saturados
1,02E-01
1,68E-03
1,00E-04
C4 e C4 Benzenos
1,00E-01
1,19E-03
1,25E+01
C11-C12 (total sat + aro)
8,25E-02
4,90E-04
1,00E-04
Fenóis (C0-C4 alquilado)
Naftalenos (C0-C1alquilado)
C13-C14 (total sat + aro)
1,00E-02
2,93E-04
5,10E+04
1,73E-01
1,32E-04
2,75E+01
7,37E-02
5,88E-05
1,00E-04
UCM (C10 a C36)
1,00E-02
4,45E-05
1,50E+02
C15-C16 (total sat + aro)
HPA (solubilidade média - 3
anéis não alquilados; < 4
anéis)
C17-C18 (total sat + aro)
6,08E-02
1,26E-05
5,50E+00
7,07E-02
7,80E-06
1,00E-04
6,60E-03
3,11E-06
3,65E+00
C19-C20 (total sat + aro)
Naftalenos (C2-C3alquilado)
C21-C25 (total sat + aro)
HPA (solubilidade baixa - 3
anéis alquilados; > 5 anéis)
C25+ (total)
7,07E-02
1,20E-06
1,00E-04
6,35E-02
1,97E-07
1,00E-05
6,47E-02
1,82E-08
1,00E-06
1,00E-03
1,72E-09
1,01E-01
3,76E-02
1,14E-09
1,00E-06
COMPONENTE DO ÓLEO
Fonte: Reed (2001).
PRESSÃO DE
VAPOR (atm)
SOLUBILIDADE
(mg/L)
2,96E+01
4,00E+01